太阳能光伏与建筑一体化发电系统性能检测规程（） .doc

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1、江 苏 省 工 程 建 设 标 准 DGJJXXXX201x DGJXX/XX201x_太阳能光伏与建筑一体化工程检测规程Guide for testing of building integrated photovoltaic systems（征求意见稿）201xxx-xx发布 201xxx-xx发行xxxxxx 审定 发布目 次1 总则 12 术语和符号 23 系统基础工程及支架工程检测53.1 检测项目及要求53.2 检测方法及设备54 光伏组件及方阵工程检测84.1 检测项目及要求84.2 检测方法及设备95系统交流输出性能检测.115.1 检测项目及要求.11 5.2 检测方法及设备

2、.116 储能系统工程检测146.1 检测项目及要求.146.2 检测方法及设备.157 系统电气安全性能检测.167.1 检测项目及要求.167.2 检测方法及设备.168系统运行状况检查.188.1 检查项目及要求.188.2 检查方法及设备.199 检测报告.20本规则用词说明.32引用标准.33条文说明.341 总则1.0.1 为积极推广应用太阳能光伏与建筑一体化发电技术，确保太阳能光伏与建筑一体化工程质量，指导和规范太阳能光伏与建筑一体化系统工程检测，特制定本规范。1.0.2 本规范适用于新建、改建和扩建的工业与民用太阳能光伏与建筑一体化工程，以及在既有工业与民用建筑上安装和改造已安

3、装的光伏系统工程的检测。1.0.3 太阳能光伏与建筑一体化系统工程检测，除应符合本规程外，还应符合国家、行业和江苏省现行有关标准规范的规定。1.0.4太阳能光伏与建筑一体化系统工程检测，应由建设单位委托有相应资质的第三方检测机构进行，太阳能光伏与建筑一体化系统工程施工单位负责配合。1.0.5太阳能光伏与建筑一体化系统工程的设计和安装，应符合太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程DGJ32/J 872009的规定。在对系统进行检测时，建设单位应提供一套完整的太阳能光伏与建筑一体化系统工程的施工竣工文件，供检测单位进行必要的参考。1.0.6 为保证太阳能光伏与建筑一体化系统工程施工质量，光伏组件、逆变

4、器、控制器、储能电池、接线盒（箱），线缆等原材料，应具备相关认证证书。 2 术 语 和 符 号2.1 术 语2.1.1 太阳辐照度 solar irradiance太阳照射到表面一点处的面元之上的辐射能通量除以该面元的面积。2.1.2 太阳辐照量 solar irradiation太阳辐照度对时间的积分，也称太阳辐射量。光伏组件 PV module2.1.3光伏组件倾角 PV module title angle光伏组件所在平面与水平面的夹角2.1.7光伏方阵 PV array有若干光伏组件在机械和电气上安一定方式组装在一起并且具有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。2.1.8光伏系统 PV

5、system利用光伏电池的光伏效应将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统。2.1.9并网光伏系统 grid-connected PV system接入公用电网的光伏系统。2.1.10独立光伏系统 stand-alone PV system不接入公用电网的光伏系统，也称离网光伏系统。2.1.11太阳能光伏与建筑一体化 building intergrated photovoltaic (BIPV)光伏系统与建筑物功能及外观协调、有机结合。2.1.12 标准测试条件 Standard Testing Condition （STC）光谱AM1.5，太阳光辐照度1000W/m2，光伏组件温度252.2

6、符 号2.2.1 环境参数E 光伏组件平面内太阳辐照度；Q 光伏组件平面内太阳辐照量；2.2.2 直流侧参数Voc 开路电压，组件在开路状态下的输出直流电压；Isc 短路电流，组件在短路状态下的输出直流电流；Pmp 最大功率点。组件输出的最大直流功率；Vmp 最大功率点电压，组件输出最大直流功率时对应的电压；Imp 最大功率点电流，组件输出最大直流功率时对应的电流；F.F. 填充因子；Eff 组件单位面积的光电转换效率； 组件电流温度系数； 组件电压温度系数； 组件最大功率温度系数；2.2.3 交流侧参数Vac 交流电压；Iac 交流电流；Hz 交流频率；PF 功率因数；EREAL 有功电量；

7、EREACTIVE 无功电量；Hz 交流频率； 逆变器最大逆变效率；2.2.4 其他As 锚栓应力截面面积；fyk 锚栓屈服强度标准值；NRk,s 非钢材破坏承载力标准值。 锚栓拉力设计值 锚栓极限抗拔力实测平均值 锚栓极限抗拔力实测最小值锚栓极限抗拔力标准值3 系统基础工程及支架工程检测3.1 检测项目及要求3.1.1 支架材料、支架的形式、支架的制作应符合设计要求。钢结构支架的安装和焊接应符合GB 50205钢结构工程施工质量验收规范的要求。3.1.2光伏系统支撑用置埋件的承载力应符合设计要求。3.1.3 支架的耐腐蚀性能，应符合GB 50224建筑防腐蚀工程质量检验评定标准的要求。支架表

8、面的防腐涂层应光滑平整，无流挂、起皱、露底等缺陷。当有支架涂层厚度设计值时，检测结果与设计值允许最大负偏差为-25m，当支架涂层无设计要求时，涂层干漆膜的厚度应为125m，其允许最大负偏差为-25m。3.1.4支架的防雷与接地是否符合设计要求。3.2 检测方法及设备要求3.2.1 光伏支架料、形式和制作检查 检查材料合格证，观察检查3.2.2 置埋件锚固承载力检测 1 检测锚固件抗拉承载力应在安装光伏设备之前进行，通常不对锚栓进行破坏性试验，除对承载力有特别要求并且需要验证时才进行破坏性试验。2 随机抽取有代表性的锚栓做拉拔试验，并且受拉锚栓之间的距离要保持50cm以上。锚杆拉力计量程为0-3

9、00 kN，精度0.1 kN。3加荷设备应能保证所施加的拉伸荷载始终与后置锚固件的轴线一致, 操作应由经专业培训并持有上岗证的技术人员进行，加荷设备的支撑环内径D0应满足如下要求：化学植筋D020d（d为直径）；膨胀型锚栓和扩孔型锚栓D04hef(hef锚固的有效深度)。4 加载方法可以选用连续加载或者分级加载的方法加荷。连续加载，以匀速加载至设定荷载或者锚栓破坏，荷载时间为23min。分级荷载，以预计荷载的10%为一级，逐级加荷，每级荷载保持12min，至设定荷载或锚固破坏。现场检测用的锚固件抗拉拔力有设计值时，荷载检测值首先根据设计值的1.1倍做拉拔试验，如果没有设计值，荷载检测值应取0.

10、9 ASfyk及0.8 NRk,c计算之较小值， 其中 NRk,c 混凝土椎体受拉破坏承载力标准值，按JGJ145-2004 6.1有关规定计算。 AS 锚固件应力截面积 fyk 锚固件屈服强度标准值5 在荷载检验值下，混凝土基材无裂缝、锚栓或植筋无滑移等宏观裂损现象，且2分钟持荷期间降低不大于5%。当非破坏性检验为不合格时，应另抽不少于3个锚栓做破坏性检验。6 破坏性试验，锚栓的极限抗拔力满足下列规定为合格： 式中 锚栓拉力设计值 锚栓极限抗拔力实测平均值 锚栓极限抗拔力实测最小值锚栓极限抗拔力标准值，根据破坏类型的不同，分别按JGJ145-2004 6.1有关规定计算。锚栓承载力检验系数允

11、许值，近似取=1.1,按JGJ145-2004 表4.2.6有关规定计算。3.2.3支架的耐腐蚀性能检测1 光伏系统支架套数抽测数量按总数的10%抽取，不少于3处。2 支架在安装后应检查是否有因安装不当造成的涂层破坏的情况。3 每个支架涂层厚度一般随机抽测3个部位，每个部位检测5处，每处的数值为3个相距50 mm的测点涂层干漆膜厚度的平均值为最终检测结果。4 使用涂层测厚仪的测量范围应为01000um;重复读数误差3um。3.2.4 支架的防雷与接地检测1 检测前应先通过查阅防雷工程技术资料和图纸,了解并记录受检单位的防雷装置的基本情况和设计要求；查看现场，确定检测部位并清理干净，将仪器与检测

12、部位和大地按仪器操作要求连接并进行测量。2 支架防雷接地电阻抽测10%，不得少于3处。3 检测时被测量对象周围环境温度不宜低于5，空气相对湿度不宜大于80%.4 接地电阻仪的量程应在010。精度0.01。5 按光伏系统的设计要求进行评定；当没有设计要求时，按该建筑物防雷设计值加上0.1进行评定。4光伏组件及方阵工程检测4.1检测项目及要求4.1.1 光伏组件及方阵工程的检测，应在光伏方阵安装完毕后，系统运行前进行。4.1.2 光伏方阵基本信息检查光伏阵列直流侧所必备的相关文件与信息，应与设计要求一致。包括如下内容：1 光伏组件的类型、各类型光伏组件及组件串的数量与设计要求一致。2 所有型号的光

13、伏组件的主要技术参数，应与组件铭牌相一致。包括：电池类型，开路电压，短路电流，峰值功率点电压，峰值功率点电流，峰值功率及偏差，工作温度范围，最大系统电压，最大保护电流，组件尺寸，组件重量。文件中还应包括峰值功率温度系数，开路电压温度系数，短路电流温度系数。组件铭牌上应有带电警告标识。4.1.3 光伏组件或方阵是否按照设计要求可靠地固定在支架或连接件上。4.1.4 光伏方阵无遮挡检查。光伏方针所在平面方位角，倾角和相互间距满足设计要求，冬至日当地时间正午前2小时至正午后2小时内无遮挡。4.1.5 同一方阵中的组件安装纵横向偏差不应大于5mm。4.1.6 光伏组件或方阵与建筑面层之间应有安装空间和

14、散热间距，间距误差不得大于设计参数的5%。4.1.7 组件串、光伏方阵的直流输出性能参数符合设计要求或铭牌指示，允许误差为3%。4.1.8 连接在同一台逆变器的组件串，其输出直流电压、电流应一致并符合设计要求，允许误差为3%。4.1.9 光伏幕墙安装允许偏差满足标准 DGJ32/J 872009太阳能光伏与建筑一体化应用技术规程7.4.13条款的要求。4.1.10 光伏组件绝缘电阻。若系统开路电压的1.25倍120V，则对光伏组件与地之间接500V电压，绝缘电阻不小于0.5M；若系统开路电压的1.25倍在120-500V范围内，对光伏组件与地之间接500V电压，绝缘电阻不小于1M；若系统开路电

15、压的1.25倍500V，对光伏组件与地之间接1000V电压，绝缘电阻不小于1M。4.2检测方法及设备4.2.1 组件及方阵的信息检查，方式为实物、铭牌和设计文件对照检查，检查数量为全数。4.2.2 组件之间、组件与支架之间连接牢固检查，以观察检查为主，检查数量为总数的10%。4.2.3 光伏方阵无遮挡检测。使用指南针、分度值为1mm的直尺或钢卷尺、精度为1的角度仪，测量光伏方针的方位角、倾角，子方阵之间的间距是否符合设计要求。若检测时间为夏季，要求至少当地时间正午前3小时至正午后3小时内无遮挡；其他季节，要求至少当地时间正午前2小时至正午后2小时内无遮挡。4.2.4 光伏组件安装后纵横向偏差使

16、用直尺或钢卷尺进行测量，测量组件数量为总数的10%，不少于3个。4.2.5 光伏组件或方阵与建筑层面的安装及散热间距用分度值为1mm的直尺、钢卷尺或直角尺测量。4.2.6 光伏组件串、方阵的直流输出参数检测。1 以组件串为单位，检测数量为总数的10%，不少于3个。2 检测期间，被测光伏阵列表面的太阳总辐照度不小于600W/m2；环境温度在540范围内；环境湿度在10%90%范围内；风速不大于4m/s。事先的对光伏组件做好清洁工作，使光伏组件表面看不到明显的灰尘或脏污，光伏阵列中的组件不应有任何局部阴影遮挡。太阳辐照度的测量，应使用按国家规定计量校准后的太阳辐照度计或标准电池，精度不低于1 W/

17、m2。测量环境温度使用的温湿度仪表的准确度应在0.5和1%以内。测量空气流速的风速仪准确度为0.5m/s。3 使用光伏方阵I-V测试仪、电压表或电流表测量输出电压和电流。量程应大于光伏组件串或方阵的最大开路电压和最大短路电流。精度应不低于量程的0.5%。测量期间光伏子阵列平面内太阳总辐照度变化小于10%。对于同一逆变器上的组件串，比较各自的实测电压、电流是否误差在3%以内。将光伏方阵I-V测试仪测量得到的开路电压、短路电流、最大功率，根据标准IEC 60891: 2009，或BG/T 6495.41996，或GB/T 182102000中的方法将外推至STC条件（温度25，辐照度1000W/m

18、2）下的值。在外推使用的实际测量值，必须在太阳辐照度不小于700W/m2的条件下获得。外推时除了考虑温度校正、光强校正，还应考虑组件组合损失校正（一般为2%），灰尘遮挡校正（一般为2%），组件朝向校正等因素。将外推后的数值与设计要求或铭牌相比较，按误差是否在3%以内进行评定。4.2.7 光伏幕墙的垂直度用经纬仪进行测量，精度不低于6”；幕墙水平及构建水平用水平仪进行测量，精度不低于0.05mm，构建直线度用2m靠尺和塞尺检查。4.2.8 光伏组件绝缘电阻的测量测量数量为总数的10%，不少于3个。将直流绝缘电阻测量仪的正极与组件的正负极短接相连，绝缘电阻测量仪的负极与组件的接地点或可接触的外框相

19、连，以不大于500V/s的速度将电压上升至要求值，并持续1分钟，读取时间结束时的电阻值。绝缘电阻测量仪，量程不小于500M，精度不小于1，应具有自动放电的能力。5 系统交流输出性能检测5.1 检测项目及要求5.1.1 逆变器外观无损坏，安装牢固。5.1.2 逆变器品牌、型号与设计要求一致。5.1.3 系统运行后输出的交流电性能符合设计要求，并符合标准GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求的规定。包括电压及偏差、频率及偏差、谐波、功率因数，三相不平衡度、功率因数等。5.1.4 防孤岛效应光伏并网发电系统并入的电网供电中断，同时负载需求的有功功率与光伏并网发电系统输出有功功率的不匹配率小

20、于50%且负载功率因数大于0.95（滞后或超前）时，只要负载品质因数2.5，光伏并网发电系统应在2s内停止向电网供电，同时发出警示信号，以禁止非计划性孤岛效应的发生。5.1.5 其他安全性能，包括恢复并网时间、过流保护、逆向功率保护，符合标准GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求的规定5.2检测方法和设备5.2.1 检测环境如使用户内型逆变器，检测环境温度为-10+40，如使用户外型逆变器，检测环境温度为-25+60；相对湿度90%，无凝露。检测期间，户外光伏阵列平面内总太阳辐照度不小于600W/m2，风速不大于4m/s。当检测地点海拔高度大于1000m时，应按GB/T 3859.2

21、规定降额使用。检测期间，逆变器周围应无导电爆炸尘埃, 应无腐蚀金属和破坏绝缘的气体和蒸汽。5.2.2 外观检查在照度不小于1000lx的自然光或灯光下，目测检查逆变器外观，及安装牢固程度。检查逆变器品牌、型号、编号是否符合设计要求。5.2.3 交流输出性能检测1 参考线路图图6.2.3-1给出了光伏并网发电系统性能指标检测试验的参考电路，部分保护功能的检测也可参照此电路进行。此图以光伏并网单相发电系统为例，光伏并网三相发电系统可参照进行。现场检测中，模拟电网可为实际公共电网。图5.2.3-1 交流输出性能指标检测电路图注1：R为可调电阻，功率与逆变器额定功率相当；注2：K1为逆变器的网侧分离开

22、关。2 首先断开逆变器与电网的网侧分离开关，使用电能质量分析仪检测公共电网的电能质量，包括电压及偏差、电流及偏差、电压和电流谐波、功率因数、三相不平衡度等。如使用模拟电网，电网容量应大于背刺系统逆变器额定功率的5倍。记录至少0.5小时的数据。3 连接逆变器与电网的网侧分离开关，使光伏系统正常工作。开启用户端负载，必要时使用可调电阻，使总负载功率与逆变器额定输出功率相当。直流输入源或光伏方阵的输出电压应与被测系统逆变器直流输入电压的工作范围相匹配。使用电能质量分析仪检测逆变器实际输入的直流参数和输出的交流电电能质量，包括电压及偏差、电流及偏差、频率及偏差、电压和电流谐波、三相不平衡度（光伏系统三

23、相并网时检测）等。记录至少1小时的数据。4 功率因数检测在系统逆变器额定输出功率大于50%时进行；记录电能质量分析仪功率因数（PF）值。5 最大逆变效率（）发生时逆变器输出功率占额定功率的百分比（x%）由制造商与用户协议确定。在逆变器输出x%额定功率时，测量、记录其直流输入功率、交流功率，计算出。判断其值是否符合设计要求。 5.2.4 防孤岛效应测试测试电路参考图图5.2.4-1 防孤岛效应检测电路图注1：R为可调电阻，功率与逆变器额定功率相当；注2：K1为逆变器的直流侧分离开关；注3：K2为逆变器的网侧分离开关。负载采用可变RLC谐振电路，谐振频率为被测逆变器的额定频率（50/60Hz），其

24、消耗的有功功率与被测逆变器输出的有功功率相当。试验分别在逆变器输出为额定功率的33%，66%和100%处进行（偏差5% 以内）；接通K1、K2；调节电阻R，使得逆变器输出功率与负载消耗功率相平衡，此时流过开关K2的电流小于稳态时逆变器输出额定电流的2%；记录从K2断开时刻到逆变器停止向电网供电之间的时间。5.2.5 恢复并网响应时间检测按图5.2.3-1接线；接通K1；当系统工作正常后，断开低压电网；5分钟后恢复低压电网；记录逆变器恢复并网工作开始时间。5.2.6 过流保护检测按图5.2.3-1接线接通K1；使逆变器工作电流超过额定值50%时，逆变器应能自动保护；记录停止向电网供电的时间的相应

25、时间。5.2.7 逆向功率保护按图5.2.3-1接线接通K1 接通K1；降低逆变器直流输入电压，使逆变器停止工作；测量逆变器直流侧电流应为0.6 储能系统性能检查6.1检查项目及要求6.1.1 储能电池及控制器信息检查1 储能电池（目前主要为铅酸蓄电池、锂电池等）型号、容量、匀充/浮冲电压、容量保存率等铭牌参数，应符合设计要求。2 控制器各项参数应与直流侧输入参数、储能电池、直流负载等参数相匹配。3 储能系统线路的实际连接，应与供应商提供的使用手册以及设计要求相一致。6.1.2 系统安全性能检查1 无任意部件破损、断裂、弯曲、错位或表面的破裂 (储能电池，充电控制器，其它平衡系统部件)。相互极

26、板间的连接应牢固。2 储能电池向组件反向放电保护措施。储能电池向光伏组件放电必须减小到最小。需要有文件说明所采取的措施。如果使用隔离二极管，其容量必须大于标准试验条件产生的短路电流的1.5倍。最大的反向电压不小于2倍的储能电池开路电压。3 储能电池无漏液现象。4 配线。在光伏组件和充电控制器间只能够采用防水、机械强度良好和表皮防紫外线的电缆连接。导线和导体连续通过的最大电流额定值（在温度或安装条件的影响下性能有所下降之后）应不小于总阵列短路电流的1.25倍，并且不小于导线和导体过电流保护器件的额定值。所有的配线都应为彩色编码或加标签5 熔断器和断路器储能电池应由熔断器进行短路保护，熔断器可装载

27、于控制器中，并应尽可能接近蓄电池接线端子。熔断器应根据所使用的工作环境，标明额定电流、电压和使用场合 (AC 或 DC)，保护光伏电源和输出电路的以及通过光伏组件电流的过电流设备的额定电流应不小于连接的光伏方阵短路电流（Isc）的1.56倍，额定电压应不小于开路电压Voc的1.25倍。断路器应根据所使用的工作环境，标明额定电流、电压和使用场合 (AC 或 DC)，额定电压大于电路的最大电压，并且按照IEC 60364-7-712中的规定来确定规格型号以保护电路。6 储能电池房间应通风良好。6.1.3 系统独立运行时间（储能电池最大容量）储能电池充满电后，在工程允许的负载运转条件下，系统独立运行

28、时间应不小于工程要求。6.2检测方法和设备6.2.1信息检查以文件与实物核对为主。6.2.2 安全性能检查以观察的方式，检查样品数量为总数的10%，且不少于3个。6.2.3 储能电池最大容量检测使用直流电压表，直流电流表，量程应大于储能电池充放电电压和充放电电流，精度应不小于量程的0.5%。断开储能系统负载，让光伏阵列对储能电池充电，使储能电池达到充满状态或控制器指示充满，再保持0.5小时。断开光伏阵列并连接负载，使储能电池进行放电至控制器指示欠电压，使用电流表记录放电安时数或记录放电时间。7 电气安全性能检测7.1检测项目及要求7.1.1系统使用线缆及其附件、汇流箱、配电柜的品种、规格、性能

29、等符合国家现行产品标准和设计要求。7.1.2 安装在室外的汇流箱应采用密封结构，雨后或淋水检验2小时不渗不漏，或者满足IP65防护等级。7.1.3 汇流箱外壳、交直流配电柜、储能电池外壳、控制器和逆变器外壳的接地连接、安装应牢固，接地电阻符合设计要求，不得与试点配电网共用接地装置。如无具体设计要求，应不大于4。7.1.4 光伏汇流箱和配电柜应有避雷装置，其耐压不低于2倍光伏系统的最大系统电压。7.1.5各光伏支路进线端、子方阵出线端、接线端子与汇流箱绝缘电阻不得小于1M。7.1.6连接电缆的线径应满足方阵各自回路通过最大电流的要求。裸露连接端子连接应有抗氧化措施，连接应牢固可靠。7.1.7 在

30、逆变器输出汇总点应设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。7.1.8 连接光伏电站和电网的专用低压开关柜应有醒目标识，所有的电路、开关和终端设备都必须粘贴相应的标签。所有的标识和标签都必须以适当的形式持久粘贴在设备上。标识应符合GB 2894 安全标志（neq ISO 3864:1984）和GB 16179安全标志使用导则的规定。7.1.9 应在设备柜门内侧粘贴电气连线图。7.2 检测方法和设备7.2.1 检测条件在整个检测过程中，太阳能光伏系统必须保持正常运行状态，尽量保证太阳电池组件不被任何物体遮挡。7.2.2 在检测前，太阳能光伏方阵应按照如下要求做好安全措施：1 测试时限

31、制非授权人员进入工作区；2 不得用手直接触摸电气设备以防止触电；3 在测试期间应当穿好适当的个人防护服/设备；4 相应位置悬挂安全警示牌。7.2.3 全数检查系统使用线缆及其附件、汇流箱、配电柜的型号，参数是否符合设计要求。7.2.4 对室外汇流箱进行喷淋试验，喷淋至少0.5小时，检查其后2小时内有无渗漏。检测数量为总数的20%，且不少于3个。7.2.5对汇流箱外壳、交直流配电柜、储能电池外壳、控制器和逆变器外壳，仅性全数的接地检测，使用接地电阻仪的量程应在010。精度0.01。7.2.6 绝缘电阻测量使用满足国家标准的绝缘阻抗仪，量程不小于500M。应具有自动放电的能力。7.2.7目视外观检

32、查电缆及裸露的接线端子，是否有绝缘老化、破损，氧化等现象。全数检查7.2.8 全数检查标识和标志，以及系统电气连线图。8 系统运行状况检查8.1 检测项目及要求8.1.1系统工程应有以下记录、监视和控制功能1光伏阵列运行数据（直流电压、电流）的记录、传输、监控、处理功能。2 系统交流输出电能参数的数据的记录、传输、监控、处理功能，包括电压、电流、频率及功率因数。3 相关气象数据的记录、传输、监控、处理功能，是否具备相关设备能够记录如下数据，包括光伏阵列附近的水平面太阳辐射量、环境温度、风速、风向，以及光伏阵列倾斜面太阳辐射量、代表性光伏组件温度等。4 逆变设备的启动、控制、保护功能，包括自动和

33、手动两种工作状态。5 整个光伏发电系统区域内安装有录像监控系统，能够实时观察到区域内的异常情况并记录。8.1.2测量显示功能1 逆变设备应有直流输入电压、电流及交流输出电压、电流、功率因数等主要运行参数的测量显示功能，精度应不低于1.5级。2 逆变设备应有运行状态指示功能，表明设备当前工作状况（运行、故障、停机等）。3 光伏发电系统应有系统运行有关参数的显示功能，显示参数包括：直流参数：电流、电压、功率、直流发电量；交流参数：电流、电压、频率、功率、功率因数及交流发电量；气象参数：环境温度、组件温度、太阳辐射强度、太阳辐射量、风速等。4 光伏发电系统的状态显示包括待机、解列、运行、供电、并网、

34、异常、告警、保护、应急运行、状态内容代码等。8.1.3远程监测功能并网逆变设备及环境参数测量设备应设有远程监测功能，能够通过计算机和网络系统进行实时监控。接口宜采用RS-232C或RS-485方式。8.1.4噪音1 室内安装的逆变器在额定输出状态下运行时的噪音不应超过60dB；2 室外安装的逆变器在额定输出状态下运行时的噪音不应超过75dB。8.2检测方法和设备8.2.1 电气参数的对比1 电气参数的检测必须符合IEC 60364-6的要求。2 检测仪器和设备应参照IEC 61557的相关部分要求；替代设备也必须达到同一性能和安全等级。3 检测电压、电流、功率时，应使用精度不低于0.5级的仪表

35、检测相应的电气性能参数。4 用来检测交流电的频率、功率因数的频率计、功率因数表的测量精度，应不低于0.2级。 8.2.2 其他参数的比对1 太阳辐射强度的检测应使用精度不低于1.0级的太阳辐照度计。2 使用温度测量仪检测环境温度的测量精度应不低于0.5；组件温度的检测应使用红外测温仪或者是热电偶温度仪，测量精度应不低于0.5。3 用风速仪检测风速的测试精度应不低于0.5m/s。8.2.3 系统功能的检查检查系统运行参数的显示功能，是否具备条款8.1.1和8.1.2中要求的内容8.2.4系统监控记录设备的检验1 用直流电测仪器实时测量直流电流、电压，与显示的直流实时参数比对。2 用直流电测仪器实

36、时测量交流电流、电压、频率、功率、功率因数，与显示的交流实时参数比对。3 比对环境温度、组件温度、太阳辐射强度、太阳辐射量、风速等参数的实时测量数值与显示数值。4 逆变设备噪声的测量宜在距声源设备2m、高1.5m处进行。使用噪声测试仪检测逆变设备的噪音，所用噪声测试仪应达到1级标准。9 检测报告9.0.1 检测报告的基本信息不应少于建设工程质量检测规程DGJ32/J 21的规定。9.0.2 检测报告填写应符合下列规定：1 检测人员应根据检测原始记录和计算、导出数据，按规定的格式编写检测（检验）报告，报告中的栏目应逐一填写，无内容填写的划横线，使其内容完整、数据准确，使用法定计量单位。结果的表述

37、应使用规范语言。2 对标准有符合与符合评定要求的，检测报告应按相关有效的检测（检验）标准的技术标准做出符合或不符合的判定结论；判定结论应用规范语言。当结果/结论以下有空白时，应在空白处标识“以下空白”字样，应符合建设工程质量检测规程DGJ32/J 21的规定。检测报告格式宜按本规程附录进行编制。 太阳能光伏与建筑一体化工程检测报告报告编号工程名称： 检测项目： 委托单位： 检测单位： 注意事项1 报告无“检测报告专用章”或检测单位公章和骑缝章无效。2 未经本检测单位书面批准不得复制本检测报告（经同意复制的检测报告，应全文复制并经确认加盖检测报告专用章后有效）。3 检测报告无主检、审核、批准人签

38、字无效。4 检测报告涂改无效。5 对检测报告若有异议，应于收到报告之日起十五日内向检测单位提出。6 检测报告仅对检测系统工程本身负责。太阳能光伏与建筑一体化工程检测报告报告编号 共 页 第 页工程名称开工日期完工日期检测日期受检单位名称受检单位地址受检单位电话委托单位名称委托单位地址委托单位电话工程检测地点任务来源检测依据检测结论备注编制签字（盖章）盖章签发日期： 年 月 日复核签字（盖章）审批签字（盖章）报告表（一）光伏系统基本信息直流侧信息组件类型及型号尺寸及数量串并联方式安装方位角生产厂家VocIscPmpVmpImp最大系统电压保护电流额定工作温度交流侧信息逆变器/逆变控制一体机类型及

39、型号数量生产厂家名称性能参数功率输入电压输入电流输出电压输出频率逆变效率功率因数储能系统信息储能电池类型及型号数量生产厂家名称性能参数容量浮充电压匀充电压容量保存率寿命最大可持续供电天数其他环境监控系统信息系统型号太阳辐照度仪环境温度仪环境湿度仪风速仪组件温度测量仪其他报告表（二）系统基础工程及支架工程检测报告序号检验项目单位技术要求检测结果单项判定1支架类型2支架置埋件承载力试验3支架涂层厚度m4支架接地电阻报告表（三）光伏组件及方阵工程检测报告序号检验项目单位技术要求检测结果单项判定1光伏方阵无遮挡试验2环境参数检测2.1光伏阵列平面内总辐照度W/m22.2环境温度2.3环境湿度%2.4环

40、境平均风速m/s3光伏组件串电性能参数检测外推至STC条件下（光谱AM1.5,太阳辐照度1000W/m2，温度25）3.1开路电压V3.2短路电流A3.3最大功率W3.4最大系统电压V3.5同一台逆变器上光伏组件串的一致性4组件安全性能检测4.1同一方阵中组件安装纵向偏差mm4.2同一方阵中组件安装横向偏差mm4.3组件绝缘电阻M5光伏幕墙检测5.1幕墙垂直度mm5.2幕墙水平度mm5.3幕墙构件直线度mm5.4幕墙构件水平mm5.5相邻构件错位mm5.6分割框对角线长度差mm报告表（四）系统交流输出性能检测报告序号检验项目单位技术要求检测结果单项判定1环境参数检测1.1光伏阵列平面内总辐照度W/m21.